塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏高压物性及最小混相驱压力实验研究

李会会, 李文杰, 周生福

(中国石化西北油田分公司完井测试管理中心，新疆 轮台 841600)

以塔河油田为代表的碳酸盐岩缝洞型油藏是以大型溶洞和裂缝为主要储集空间的特殊类型油藏，传统的衰竭式开采过后，基岩中将残留大量的原油[1]；水驱可以降低部分残余油量，但油井见水快、含水率上升快，易发生水窜或暴性水淹现象；如果储集层为油湿或中性润湿，水驱将绕过基质岩块而只采出裂缝中的原油[2-5]。注气是一种有效的提高原油采收率的方法，将其应用于裂缝性油藏，不仅可以维持地层压力，还可以提高驱油效率[6]。注入地层的混相气通过重力排驱、毛管驱动、弥散/扩散、压力驱动等作用，实现裂缝与基岩之间的交叉流和质量传递，达到开采大量残留在基岩中的原油的目的[7-8]。

在调研国内外提高采收率方法的基础上，选择典型油藏区块(S48单元稠油区和S86单元稀油区)碳酸盐岩缝洞单元作为研究对象，利用流体高压物性测试及混相压力驱测试实验论证注气混相驱在塔河油田提高采收率的可行性，为塔河油田提高采收率奠定理论和技术基础，指导未来塔河油田提高采收率的工作方向。

1 实验仪器及方法

实验设备：地层流体配样仪、美国Ruska公司2370—601A型相态分析仪、CHY-Ⅱ型黏度计、地面分离器、美国Core lab公司的细管装置和加拿大Hycal公司的长岩心驱替装置(150 ℃±l ℃)、注入泵(60 MPa，流量：0.01～25 mL/min)、回压阀(60 MPa)、回压泵(工作压力80 MPa)、气量计及气瓶等。实验岩心：长度18 000 mm，内径6 mm，孔隙度35%，渗透率5 μm2。

实验温度：S48稠油实验温度为其地层温度124.1 ℃，S86稀油实验温度为其地层温度130.5 ℃。

实验流体：蒸馏水、根据地层条件配制的S86稀油单元和S48稠油单元的地层油、CO2及干气等。

流体高压物性测试：依据中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5542-2009《油气藏流体物性分析方法》，对地层油样以及注气(CO2、干气)后的地层油进行高压物性实验。

气驱最小混相压力测定：通常利用细管实验测定气驱的最小混相压力，绘制出采出程度随回压值的关系曲线，气驱采出程度达90%～95%所对应的最小压力(曲线上的转折点)为最小混相压力值。

2 实验步骤

2.1 流体高压物性测试

选取塔河油田S48单元稠油区、S86单元稀油区的油气样为实验样品。参考GB/T 1884-1992《密度测试标准》和SY/T0520-2008《黏度测试标准》测定了常温、大气压力下脱气原油的密度和黏度(见表1)。利用气相色谱仪(美国瓦里安公司GC-3800)及井流物组成计算得到地层原油组成(见表2)。

表1 基本参数

表2 地层原油组成

地层油样配制：利用表1和表2数据，在实验室使用S48单元和S86单元的地面脱气原油、C1-C6纯烃(纯度99.9%)、CO2(纯度为99.995%)及N2配制出地层油样，并根据实验需要向部分地层油注入不同比例的CO2或干气。干气临界温度197.118 K(91.7℃)，临界压力4.478 MPa，其组成见表3。

表3 干气组成

依照SY/T5542-2009标准对地层油样以及注气(CO2、干气)后的地层油样分别进行单次脱气、p-v关系测定、流体黏度测定、微分脱气等高压物性实验，测定地层油样的泡点压力及其在泡点压力下各物性参数[9]。

2.2 最小混相驱替压力测定

对比CO2和干气对地层油样高压物性的影响，优选出利于混相驱的气体进行细管实验，测定出S86稀油单元和S48稠油单元地层油气驱的最小混相压力，为油藏后期CO2驱注入压力的设定提供可靠依据。

细管实验流程见图1。

图1 细管实验的实验流程

对每一组驱替实验，首先应将细管岩心在要求的实验温度和压力下饱和地层油，将回压调节器的回压调节到实验所需的压力值。然后用Ruska注入泵将气样以一定速率(0.125 mL/min)进行驱替。在注入1.2 PV(对应压力下计量的气体体积)的气样后，结束驱替实验。记录不同时间下自动液体收集器和全自动气量计计量的累积出油量、气量及细管岩心两端的压差。最后根据实验结果绘出气驱出液气油比及采出程度随回压值的关系曲线，气驱采出程度达90%～95%所对应的最小压力(曲线上的转折点)为最小混相压力值(实验过程中涉及到的液体或气体计量必须根据其所处温度及压力下的压缩系数、温度系数和密度进行校正后才能带入计算)。

3 实验结果及分析

3.1 流体高压物性测试

(1)泡点压力的测定：依照SY/T5542-2009标准，对注入不同量CO2和干气的地层油进行恒质膨胀实验(p-v关系测定)得到不同条件下地层油的泡点压力，见表4和图2。

表4 地层油泡点压力

图2 注CO2和注干气对不同单元地层油泡点压力的不同影响

从表4和图2可以看出：S86稀油与S48稠油地层原油注气后泡点压力都是随着注入量的增加而增大，但是相同注入量下注CO2的地层油泡点压力明显小于注干气。另外，在注入气体相同、注入量相同的条件下,S86稀油单元的泡点压力明显小于S48稠油单元的泡点压力。

(2)泡点压力下地层油高压物性测定：依照SY/T5542-2009标准，通过对地层油进行单次脱气、微分脱气及黏度测定实验，测定出注入不同量和干气的地层油在其泡点压力下高压物性参数，分析比较不同体对S86稀油和S48稠油区块地层油高压物性参数的不同影响，见图3。

图3 注CO2和注干气对泡点压力下地层油高压物性的不同影响

从图3可以看出：①S86稀油与S48稠油地层原油注气后流体物性变化规律一致，气油比、体积系数、密度都是随着气体注入量的增加而增大，黏度随着注入量的增加而减小。②注入同一种气体条件下，S86稀油和S48稠油的气油比和体积系数随注入量的变化规律及幅度基本一致；S86稀油的密度随注入量的变化曲线的斜率高于S48稠油，说明S86稀油密度升高幅度比S48稠油大；S86稀油的黏度随注入量变化曲线斜率绝对值低于S48稠油，说明S86稀油降低幅度比S48稠油小，这可能是由于S48稠油本身黏度远高于S86稀油，因此其降黏效果大大好于S86稀油。③对于同一单元地层油，注入CO2和干气对地层油气油比、体积系数和密度随注入量的变化规律及幅度基本一致；注CO2时地层油黏度随注入量变化曲线斜率绝对值略高于注干气，说明注CO2对地层油的降黏效果略优于注干气。

综上所述，注CO2后地层油的泡点压力远低于注干气，且注CO2对地层油的降黏效果略优于注干气，由此判断CO2驱的最小混相压力远远低于干气驱，因此选用CO2作为细管实验的驱替气体。

3.2 最小混相驱压力测定

本实验分别对不同回压下S48稠油(32.00,46.90，53.30,56.99 MPa)和S86稀油(22.40, 25.10, 28.30, 32.46,45.20 MPa)的地层油样进行CO2驱替实验，通过细管实验测定其CO2驱最小混相压力。

CO2驱替过程中出液气油比和采出程度随注入孔隙体积倍数的变化如图4和图5所示。

由图4和图5可知，S48稠油单元和S86稀油单元驱替实验结果的共同特点：其回压值越高，对应的CO2驱的采出程度越大，且气体突破前，气油比基本不变，突破后，气油比则迅速升高。

不同点：S48稠油单元注CO2驱突破均相对较早，分别在注入0.448, 0.527, 0.605, 0.692 PV时气体突破，且注入1.2 PV时采出程度分别为46.74%，56.31%，70.09%和77.94%，均低于80%，表现出非混相驱替特征。S86稀油单元回压值为22.40 MPa时注入气体突破相对较早，在注入0.578 8 PV时突破，注入1.2 PV时其采出程度为65.83%，表现出非混相驱替特征；而回压值增大至25.10，28.30，32.46，45.20 MPa时，注入气体突破时间相对要晚，分别在注入0.8245，0.884 9，0.894 6，0.922 2 PV时突破，注入1.2 PV时采出程度分别达到93.32%，95.61%，96.54%和97.47%，而且气体突破后产出油颜色从棕红色变为透明淡黄色直至白色，表现出混相驱替特征。

图4 S48稠油单元(上)和S86稀油单元(下)CO2驱出液气油比随注入孔隙体积倍数的变化

图5 S48稠油单元(上)和S86稀油单元(下)CO2驱采出程度随注入孔隙体积倍数的变化

S48稠油单元CO2驱在不同回压值下，注入气体驱替到1.20 PV时的采出程度与回压值的关系如图6所示。

图6 S48稠油单元CO2驱最小混相压力

由图6可知，该曲线上不存在较明显的转折点，未测出最小混相压力，回压值高达56.99 MPa仍不能混相，驱油效率仅为77.94%。由于S48稠油单元地层压力为59.70 MPa，因此，结合目前地面、地层实际情况，S48稠油单元注CO2气驱替是无法达到混相条件的，只能实施注CO2非混相驱。

S86稀油单元CO2驱在不同回压值下，注入气体驱替到1.20 PV时的采出程度与回压值的关系如图7所示。

图7 S86稀油单元二氧化碳驱最小混相压力

由图7可知，S86稀油注CO2的最小混相压力为26.30 MPa，对应的采出程度为94.17%，并且其最小混相压力远低于原始地层压力62.50 MPa，说明此单元进行注CO2可以实现混相驱，取得较好的提高采收率效果。

4 结论

(1)地层原油注气后泡点压力都是随着注入量的增加而增大，但是注入相同量的CO2和干气，前者的泡点压力远低于后者，且S86稀油的泡点压力明显小于S48稠油。

(2)S86稀油与S48稠油地层原油注气后，其气油比、体积系数、密度都是随着气体注入量的增加而增大，黏度随着注入量的增加而减小；注入同一种气体，两单元地层油的气油比和体积系数随注入量的变化规律及幅度基本一致，但S86稀油密度升高幅度比S48稠油大，而黏度降低幅度又比其小；对于同一单元地层油，注入CO2和干气对地层油气油比、体积系数和密度随注入量的变化规律基本一致，但注CO2的降黏效果略优于注干气。

(3)S48稠油单元注CO2气驱替回压为56.99 MPa(地层压力59.70 MPa)时最高采出程度为77.94%，仍然无法达到混相条件，该单元后期只能实施注CO2非混相驱；S86稀油单元注CO2气驱替的最小混相压力为26.30 MPa，该压力远低于原始地层压力62.50 MPa，且最高采出程度高达97.47%，该区块后期可以实现CO2混相驱。

参考文献:

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[2] 胡蓉蓉，姚军，孙致学，等.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2015，30(2)：49-53.

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